海上疏松砂岩油藏水驱油效率影响因素研究及应用 ——以NNX 油田为例

罗宪波，李金宜，何逸凡，靳心伟

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

随着国内几大主力油田逐渐步入开发中后期，高含水期油藏剩余油挖潜一直是油藏工程研究人员攻关的难题。近年来，高倍数水驱研究已经成为高含水期油藏剩余油挖潜的热点方向。国内陆上大庆油田[1–4]、胜利油田[5–6]、长庆油田[7–9]、河南油田[10–12]等油田均有研究文献报道。海上油田由于自身开发方式的独特性，在保证注水有效连通性的前提下，储层段高倍数水驱冲刷在矿场实践中主要通过提液[13–14]来实现。实践证明，结合井网综合调整及化学调剖等注水优化手段，高倍数水驱将是海上油田高含水期实现剩余油挖潜的重要途径之一，特别是强底水油藏，水平井产液量可达3 000 m3/d，在水平井近井地带水驱倍数可高达上千倍。因此，本文通过深入开展高倍数下水驱驱油效率实验研究，掌握驱油效率影响因素及变化规律，对于指导渤海稠油油田开发中后期实施矿场提液挖潜具有重要的意义。

1 实验方案设计

实验用岩心：采用渤海河流相主力油藏和三角洲相主力油藏的天然岩心样品。

实验用油：河流相典型油田实验模拟油黏度（室温19 ℃）分别为28，65，78，167，260 mPa·s；三角洲相典型油田实验模拟油黏度为50 mPa·s。

实验步骤：参照GB/T 28912–2012 标准[15]执行，仅在结束实验时，由标准规定的驱替倍数30 PV 改为驱替倍数2 000 PV。

2 实验结果及分析

2.1 渗透率对水驱油效率的影响

以渤海油田地层原油黏度为260 mPa·s 实验为例，在不同样品渗透率情况下，相比较于常规水驱倍数（小于100 PV），驱替倍数为500 PV 时的驱油效率均有较大幅度的增加（图1）。从表1 中可以看出，继续增加驱替倍数，驱油效率增加幅度有限，可认为驱替倍数为500 PV 时，驱油效率基本达到高驱替倍数下极限驱油效率。

驱替倍数在5 PV 以内，样品含水率迅速上升至特高含水阶段，且总体上表现出样品渗透率越大，相同驱替倍数下含水率越低的特征，如图2a 所示。但是随着驱替倍数持续增大，样品含水率在特高含水率范围内差异不明显，如图2b 所示。

由图1 还可以看到，水驱油效率随着驱替倍数的增加而逐渐增加，但不同渗透率样品的曲线在高倍数阶段存在明显差异，且样品空气渗透率越低，驱油效率越小。以样品11–020A、1–011B、3–025A、2–036A 实验结果对比为例，样品空气渗透率对驱油效率的影响会随着原油黏度的增大而增大（表2、图3）。结果表明，在地层流体性质较好的情况下，即使储层物性稍微差一些，通过高驱替倍数进行水驱，可以取得跟物性较好储层相接近的驱油效率，实现较高采收率。

图1 样品在不同渗透率下极限驱油效率

表1 高驱替倍数下驱油效率

2.2 原油黏度对水驱油效率的影响

在岩心样品渗透率相近情况下（渗透率分别为4 814.8×10–3，5 331.6×10–3，4 942.6×10–3μm2），地下原油黏度由28 mPa·s 增加至260 mPa·s，驱油效率由76.5%降低到72.5%（图4）。这表明了原油黏度对驱油效率的影响较大，原油黏度越低，驱油效率越高。从图4 还可以看出，稀油与稠油相比，在相同驱替倍数下，稀油的驱油效率高于稠油的驱油效率；当驱替倍数大于100 PV 时，随着驱替倍数的增加，稠油驱油效率的提高幅度明显增大。为了更好地说明这一点，将实验数据进行了变换处理，计算出不同驱替倍数范围内驱油效率阶段增加值（表3）。

图2 地层原油黏度为260 mPa·s 时实验样品在不同驱替倍数下含水率对比

表2 不同渗透率下高驱替倍数水驱油效率

图3 不同渗透率下水驱驱油效率随原油黏度的变化

图4 不同原油黏度下样品水驱油效率随驱替倍数变化规律

从表3 可以看出，稀油和稠油在不同驱替倍数范围内驱油效率差异比较大：在驱替倍数为0～100 PV 时，稀油采出量占最终采出量的95%，普1 类稠油采出量占最终采出量的88%，普2 类稠油采出量占最终采出量的80%，原油性质的差异导致了不同的开发特点；在驱替倍数为100～1 000 PV 时，稠油的驱油效率明显提高，普1 类稠油和普2 类稠油驱油效率阶段增加值分别为8.1%和12.9%，说明了高含水期是稠油重要开发阶段，与稀油相比，稠油油藏需要更大的水驱驱替倍数，才能获得比较高的驱油效率。

2.3 流度对水驱油效率的影响

结合渗透率、原油黏度对驱油效率影响的认识，对河流相油田进一步分析不同流度储层对应的驱油效率规律，如图5 所示。从图中可以看到驱油效率与流度近似呈现幂指数关系：当流度为0～50×10–3μm2/（mPa·s）时，驱油效率随流度的增大，出现了明显的快速增大；当流度大于50×10–3μm2/（mPa·s）时，驱油效率增大显著减缓，趋于平稳；驱油效率大于70%对应的流度界限为20×10–3μ m2/（mPa·s）左右。同时，这表明了普2 类稠油储层在高渗、特高渗的疏松储层条件下，也可以取得较高的驱油效率，这为后续渤海油田地层原油黏度为260 mPa·s 的主力砂体挖潜奠定了理论基础。

2.4 黏土矿物含量对水驱油效率的影响

分别从河流相和三角洲相油田中挑选物性和原油黏度接近的3 块样品，进一步开展驱油效率影响因素分析。在高倍数水驱驱油效率实验中，孔隙度、渗透率相近的岩心，驱油效率出现较大差异，驱替倍数为500 PV 时，岩心2–014A 的驱油效率比岩心5–006A、岩心9–017A 分别低6.1%、8.2%（表4）。从这三块岩心矿物成分分析数据来看，岩心2–014A 的黏土矿物含量高于岩心5–006A 和岩心9–017A（表5）。由于黏土矿物的存在，填隙物容易随着驱替在孔喉中携带流动，堵塞孔喉，增大渗流阻力，降低驱油效率。

表3 不同地下原油黏度随驱替倍数的增加驱油效率阶段增加值

图5 渤海油田不同流度储层对应的驱油效率

3 成果应用

3.1 油藏地质概况

NNX 油田位于渤海湾盆地，是中国海上大型整装油田，同时也是渤海湾盆地中典型的薄互层状稠油油藏，具有埋藏浅、成藏晚、储量大和储层非均质性强等特征。

主力含油层段为新近系明化镇组和馆陶组，构造上为复杂的封闭断块，沉积类型为典型的河流相沉积。储层较发育，平均孔隙度为28.5%，平均渗透率为950×10–3μm2，具有高孔隙度、高渗透率的特征。

储层岩性主要以中–细砂岩及粉砂岩组成，石英、长石及岩屑的质量分数分别为45.0%～56.0%、35.9%～53.0%和38.2%～58.8%，成分以岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主。填隙物主要为泥质杂基，质量分数为11.3%～13.0%，平均为12.0%，其中杂基以泥质为主，主要为伊/蒙混层，平均全岩含量为2.6%，另见伊利石、高岭石及少量绿泥石。油藏类型为边水驱动的构造层状油藏。油藏中部深度地层压力为12 MPa，压力系数为1.0，油藏温度为56.5 ℃，地温梯度为0.3 ℃/km，属于正常温度和压力系统。研究区评价井进行多次PVT 取样分析得到，含油层段地层原油黏度为53～179 mPa·s，地面原油密度为0.952～0.966 g/cm3，原油饱和压力为8.53～9.94 MPa；地层水矿化度为 15 438～17 956 mg/L，水型为NaHCO3型，pH 值为7.2。油田自2003 年开始分批次投产，2011 年油井全部投产，采用稀井网、大井距、多段合注合采的方式开采。

3.2 油田模型模拟饱和度场与过水倍数

D25H 井为水平生产井，地下原油黏度为260 mPa·s，数值模拟模型动用储量网格初始最高含油饱和度为72%，平均含油饱和度为63%。随着注水开发，网格过水倍数增加，网格含油饱和度降幅增大，截至目前，网格过水倍数最高值达到900 PV，平均网格过水倍数17 PV；模型网格目前最高含油饱和度为67%，平均含油饱和度为56%。在实际油藏生产过程中，储层过水倍数适当增大，可以有效地提高动用储量采出程度。预测投产30 a 后，网格过水倍数最高值达到2 426 PV，平均网格过水倍数为46 PV，超过10%的网格数过水倍数大于100 PV；模型动用储量网格平均含油饱和度降低至53%。D25H 井在含水97%时进行了大幅度提液，提液后增油14.00 m3/d，累计增油1.24×104m3，累计产油10.40×104m3。

通过对水驱驱油效率实验分析和总结，并成功指导现场剩余油挖潜，为渤海稠油油藏开展高含水、特高含水期剩余油挖潜研究奠定了坚实基础。对于物性较好、剩余油储量较大的砂体，在高含水期开展大规模提液措施，将成为海上该类型油藏在高含水期挖潜的重要开发策略之一。

表4 三组水驱驱油效率对比实验数据

表5 不同岩心矿物组分分析 %

4 结论

（1）稀油和稠油在不同驱替倍数范围内驱油效率差异比较大，高含水期是稠油重要的开发阶段，与稀油相比，稠油油藏需要更高的水驱替倍数，才能获得较高的驱油效率。

（2）样品空气渗透率越低，原油黏度越大，驱油效率越小，且驱油效率与流度近似呈现幂指数关系，在流度近似情况下，黏土矿物的存在对驱油效率影响较大，填隙物随驱替在孔喉中流动，堵塞孔喉，降低驱油效率值，黏土矿物含量越低，驱油效率越高。

（3）高倍水驱下的驱油效率研究可以有效指导渤海底水稠油油藏在高含水期实施剩余油挖潜研究工作。